Autorità per l energia elettrica e il gas RELAZIONE A.I.R.

Transcript

1 Autorità per l energia elettrica e il gas RELAZIONE A.I.R. CRITERI DI DEFINIZIONE ED ATTRIBUZIONE DELLE PARTITE ECONOMICHE INERENTI AL SERVIZIO DI DISPACCIAMENTO INSORGENTI A SEGUITO DI EVENTUALI RETTIFICHE DEI DATI DI MISURA (deliberazione 30 luglio 2009 ARG/elt 107/09)

2 2

3 Direzione U.O. Direzione Mercati Responsabile del gruppo di lavoro Massimo Ricci (Direzione Mercati, Unità Dispacciamento, Trasporto e Stoccaggio) Gruppo di lavoro Massimo Ricci (Direzione Mercati, Unità Dispacciamento, Trasporto e Stoccaggio) Eleonora Bettenzoli (Direzione Mercati, Unità Dispacciamento, Trasporto e Stoccaggio) Marco Pasquadibisceglie (Direzione Mercati, Unità Dispacciamento, Trasporto e Stoccaggio) Francesco Cariello (Direzione Mercati, Unità Dispacciamento, Trasporto e Stoccaggio) Giovanni Colombo (Direzione Strategie, Studi e Documentazione, Unità Impatto Regolatorio ) 3

4 SOMMARIO 1 RIFERIMENTI NORMATIVI GENERALI Norme comunitarie / internazionali Norme statali Provvedimenti dell Autorità per l energia elettrica e il gas Provvedimenti con rilevanza diretta Provvedimenti di rilevanza indiretta RAGIONI DI OPPORTUNITÀ DELL INTERVENTO OBIETTIVI DELL INTERVENTO Obiettivi generali Obiettivi specifici REGOLAZIONE VIGENTE Dati di misura Impatto dei dati di misura orari LINEE DI INTERVENTO: CRITERI GENERALI SEGNO DELLO SBILANCIAMENTO AGGREGATO ZONALE Proposte di intervento Risultati della prima consultazione Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione Risultati della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità RETTIFICHE DI SETTLEMENT Scadenza di invio dei dati, determinazione e liquidazione delle relative partite economiche Proposte di intervento Risultati della prima consultazione Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione Risultati della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità Modalità per la determinazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement Linea di intervento Le Opzioni Valutazione preliminare delle opzioni Risultati della prima consultazione

5 7.2.5 Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione Risultati della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità Le rettifiche ai CRPU e all energia oraria convenzionale per l illuminazione pubblica Linea di intervento Esito della prima consultazione Decisioni finali dell Autorità Verifica di coerenza fra energia prelevata determinata ai fini del dispacciamento e energia assoggettata al trasporto Linea di intervento Esito della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità RETTIFICHE TARDIVE Periodicità di determinazione e liquidazione delle relative partite economiche Linea di intervento Risultati della prima consultazione Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione Risultati della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità Modalità di determinazione delle partite economiche insorgenti dalle rettifiche tardive Linea di intervento Risultati della prima consultazione Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione Risultati della seconda consultazione Decisioni finali dell Autorità PROVVEDIMENTO FINALE Tipologie di rettifiche Criteri generali per la determinazione delle partite economiche insorgenti dalle rettifiche Partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement Rettifiche ai dati di immissione Rettifiche ai dati di prelievo per i punti trattati su base oraria Rettifiche al prelievo residuo di area Sessioni di conguaglio e liquidazione delle partite economiche Partite economiche insorgenti da rettifiche tardive

6 9.4.1 Rettifiche ai dati di immissione, ai dati di prelievo per i punti trattati su base oraria e al prelievo residuo di area Rettifiche ai dati di prelievo per i punti non trattati su base oraria (conguaglio load profling) Rettifiche ai dati di prelievo per i punti di prelievo corrispondenti ad impianti di illuminazione pubblica non trattati su base oraria (conguaglio per illuminazione pubblica ) Rettifiche ai dati di prelievo dei punti trattati monorari (conguaglio compensativo) Sessioni di conguaglio e liquidazione delle partite economiche Verifica di coerenza fra dati di dispacciamento e dati di trasporto Obblighi informativi per il trattamento delle rettifiche Sessione SEM Sessione SEM Sessione per rettifiche tardive Verifica di coerenza fra trasporto e dispacciamento Modifiche alla normativa vigente conseguenti all adozione del TIS Disposizioni transitorie

7 1 RIFERIMENTI NORMATIVI GENERALI 1.1 Norme comunitarie / internazionali Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica; Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (di seguito: la Direttiva). 1.2 Norme statali Legge 14 novembre 1995, n Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità; Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79. Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica; Legge 23 agosto 2004, n Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia; Decreto legge 18 giugno 2007, n. 73, recante misure urgenti per l attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell energia, convertito con modificazioni in legge 3 agosto 2007, n Provvedimenti dell Autorità per l energia elettrica e il gas Provvedimenti con rilevanza diretta Deliberazione dell Autorità per l energia elettrica e il gas (di seguito l Autorità) 9 giugno 2006, n. 111/06 e Allegato A Condizioni per l erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell energia elettrica sul territorio nazionale e per l approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico (di seguito deliberazione n. 111/06); Deliberazione dell Autorità 31 ottobre 2007, n. 278/07 e Allegato A Testo Integrato delle disposizioni dell Autorità per l energia elettrica e il gas in ordine alla determinazione convenzionale per fasce orarie dei profili di prelievo dell energia elettrica corrispondente ai clienti finali con prelievi non trattati su base oraria (di seguito: TILP); Deliberazione dell Autorità 12 marzo 2008 ARG/elt 29/08 e Allegato A Determinazione convenzionale dei profili di prelievo dell energia elettrica corrispondenti ad utenze di illuminazione pubblica non trattate su base oraria (di seguito: deliberazione ARG/elt 29/08); Deliberazione dell Autorità 28 gennaio 2008 ARG/elt 5/08 Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in merito a criteri di definizione 7

8 ed attribuzione delle partite economiche insorgenti da eventuali rettifiche tardive per la fase di conguaglio-load profiling ; Deliberazione dell Autorità 16 luglio 2007 n. 177/07 Avvio di istruttoria conoscitiva in merito alle recenti anomalie riscontrate nella determinazione delle partite di energia elettrica prelevata dalla rete di trasmissione nazionale e non correttamente attribuita agli utenti del dispacciamento (di seguito: deliberazione n. 177/07); Deliberazione dell Autorità 21 maggio 2008 ARG/elt 65/08 e allegato A Determinazione e attribuzione delle partite fisiche ed economiche insorgenti da rettifiche tardive relative al procedimento di conguaglio annuale per l energia elettrica immessa e prelevata nel corso dell anno 2005 (di seguito: deliberazione ARG/elt 65/08); Deliberazione dell Autorità 4 agosto 2008 ARG/elt 110/08 Disposizioni urgenti per la determinazione delle partite economiche relative al servizio di dispacciamento dell energia elettrica nell anno 2006 (di seguito: deliberazione ARG/elt 110/08); Deliberazione dell Autorità 27 marzo 2008 ARG/elt 34/09 e allegato A Determinazione e attribuzione delle partite fisiche ed economiche insorgenti da rettifiche tardive relative al procedimento di conguaglio annuale per l energia elettrica immessa e prelevata nel corso dell anno 2007 (di seguito: deliberazione ARG/elt 34/09) Provvedimenti di rilevanza indiretta Deliberazione dell Autorità 28 settembre 2005, n. 203/05 Avvio della sperimentazione triennale della metodologia di Analisi di impatto della regolazione - Air - nell Autorità per l energia elettrica e il gas ( di seguito: deliberazione n. 203/05). 2 RAGIONI DI OPPORTUNITÀ DELL INTERVENTO Nel processo di consultazione delle proposte per la revisione della metodologia di load profiling per fasce, nonché nell ambito dell istruttoria conoscitiva avviata con la deliberazione n. 177/07 sulle anomalie nella determinazione delle partite di energia elettrica prelevata dalla rete di trasmissione nazionale e non correttamente attribuita agli utenti del dispacciamento, l Autorità ha riscontrato un effettiva difficoltà, da parte di Terna, a concludere la fase di conguaglio load profiling nei tempi previsti dalla deliberazione n. 118/03 (31 marzo con invio dati entro sest ultimo giorno lavorativo di febbraio). Questa difficoltà nasceva dalla ritardata comunicazione dei dati di misura dei punti di prelievo non trattati orari da parte dei distributori, nonché dalla frequente rettifica dei dati stessi con conseguente necessità di riaggiustamento continuo delle relative partite fisiche ed economiche. Nell approvare il TILP, l Autorità ha pertanto ritenuto opportuno da un lato definire tempi più dilatati (10 maggio) per l invio da parte delle imprese distributrici a Terna dei 8

9 dati di misura dell energia effettivamente prelevata dai punti non trattati orari 1 e dall altro indicare tale scadenza come ultima possibile per l invio dei dati stessi, prevedendo, nel contempo, che eventuali dati inviati successivamente alla suddetta data non sarebbero stati considerati ai fini della fase di conguaglio load profiling, bensì avrebbero dato luogo a rettifiche delle partite fisiche ed economiche secondo criteri da definirsi con un successivo provvedimento. In aggiunta, la deliberazione n. 111/06 stabilisce le modalità per il settlement mensile del servizio di dispacciamento in situazione di regime. Le norme non disciplinano eventuali errori e corrispondenti rettifiche ai dati di misura, poiché la tempistica stabilita per la messa a disposizione di tali dati a Terna da parte delle imprese distributrici tiene già conto dei tempi necessari al processo di raccolta, validazione ed eventuale ricostruzione dei medesima dati da parte delle imprese distributrici medesime nel loro ruolo di responsabili del servizio di misura e di soggetti avvalsi per l aggregazione delle misure. In altre parole il tempo concesso all impresa distributrice per la messa a disposizione del dato rilevante per il settlement mensile del servizio di dispacciamento, già comprensivo delle eventuali attività di verifica e correzione del medesimo dato, dovrebbe, nell intento del regolatore, garantire un tasso di errori e correzioni talmente basso da non dover ritenere opportuno prevedere norme specifiche per il trattamento delle sporadiche rettifiche che si potrebbero verificare. Tuttavia, l operatività degli anni 2005, 2006 e 2007 ha evidenziato un fenomeno di errori e conseguenti correzioni ai dati di misura posteriori ai tempi previsti per le comunicazioni (che già tenevano conto delle fasi di validazione e correzione dei dati) inattese che ha provocato notevoli anomalie nell ordinato svolgersi delle operazioni di settlement del servizio di dispacciamento con conseguente incertezza presso gli operatori con riferimento alle proprie posizioni economiche. Al fine di mitigare la situazione e dare maggiore certezza agli operatori l Autorità è intervenuta con provvedimenti di carattere straordinario dando mandato a Terna di determinare le partite di conguaglio per ciascun utente del dispacciamento secondo tempi certi e, nel contempo, fissando modalità semplificate per il trattamento di eventuali rettifiche pervenute successivamente alla definizione delle predette partite di conguaglio: trattasi delle deliberazioni ARG/elt 65/08 (relativa all anno 2005), ARG/elt 110/08 (relativa all anno 2006) e ARG/elt 34/09 (relativa all anno 2007, ma disciplinante anche il rinvio a settembre 2009 del conguaglio load profiling relativo all anno 2008). Per gli anni successivi, l Autorità, pur ritenendo che il fenomeno delle rettifiche con le proporzioni assunte per i primi anni di avvio del dispacciamento di merito economico non possa essere tollerabile in un sistema liberalizzato correttamente funzionante, al fine di garantire maggior certezza e trasparenza all attività di definizione delle partite economiche di dispacciamento e conseguentemente al sistema elettrico nel complesso ed evitare il ripetersi di situazioni analoghe a quelle occorse nel triennio , considera comunque opportuno stabilire una regolamentazione univoca per il trattamento delle rettifiche ai dati di misura che dovessero manifestarsi posteriormente alla scadenze utili per la determinazione delle partite economiche del servizio di dispacciamento inerenti il settlement mensile. 1 Anche in conseguenza di una maggior complessità di elaborazione dei dati medesimi la metodologia per fasce introdotta con il TILP impone. 9

10 In conclusione le principali ragioni di opportunità dell intervento risiedono nella necessità di definire criteri e tempistiche certe per il trattamento delle rettifiche ai dati di misura comunicate successivamente alle scadenze previste dalla normativa vigente per la comunicazione dei dati stessi. In particolare, l individuazione dei criteri, sia per le rettifiche posteriori al termine per la consegna dei dati definitivi del prelievo dei punti non trattati orari ai fini della fase del conguaglio load profiling, sia precedenti a tale termine ma successive alle scadenze per il settlement mensile, risulta sinergica se condotta congiuntamente per le due categorie di rettifiche. Per questo motivo il procedimento avviato con la deliberazione ARG/elt 5/08 e sottoposto all Analisi dell Impatto della Regolazione (di seguito: AIR), inizialmente limitato all analisi dei dati di misura relativi ai soli punti di prelievo non trattati orari, in attuazione delle disposizioni di cui al TILP, già nel primo documento di consultazione è stato ampliato anche alle rettifiche ai dati di misura dei punto di prelievo trattati orari, al fine di addivenire ad una regolazione certa anche per questo insieme di punti, in coerenza con quanto disposto dalla deliberazione ARG/elt 65/08 per l anno 2005, come successivamente esteso per gli anni 2006 (ARG/elt 65/08) e 2007 (ARG/elt 110/09). 3 OBIETTIVI DELL INTERVENTO 3.1 Obiettivi generali La legge n. 481/95, istitutiva delle Autorità indipendenti, assegna all Autorità per l energia elettrica e il gas la finalità di garantire la promozione, fra l altro, dell efficienza nei servizi di pubblica utilità del settore dell energia elettrica, tenuto conto della normativa comunitaria e degli indirizzi di politica generale formulati dal Governo. In tale ottica si pone l avvio di procedimento di cui alla deliberazione ARG/elt 5/08 2 con la finalità di integrare la regolazione vigente in materia di definizione delle partite economiche del servizio di dispacciamento nei casi di rettifica dei dati di misura. La soluzione da individuarsi consta nell adozione di criteri, trasparenti e non discriminatori, volti a garantire efficienza della regolazione del servizio stesso, tenendo conto delle esigenze di certezza e stabilità da parte degli operatori nella definizione delle rispettive posizioni economiche concernenti il servizio di dispacciamento, anche nelle situazioni atipiche. 3.2 Obiettivi specifici Alla luce di quanto sopra evidenziato nel riquadro sottostante sono riportati gli obiettivi specifici che corrispondono ad altrettanti requisiti desiderabili in una metodologia ottimale per il trattamento delle rettifiche ai dati di misura. 2 Deliberazione 28 gennaio 2008, ARG/elt 5/08 Avvio di procedimento per la formazione di provvedimenti in merito a criteri di definizione ed attribuzione delle partite economiche insorgenti da eventuali rettifiche tardive per la fase di conguaglio load profiling. 10

11 Obiettivo specifico A Corretta contabilizzazione e valorizzazione economica dell energia prelevata da ciascun utente del dispacciamento: il buon esito dell attività di settlement del servizio di dispacciamento risulta essere un tassello imprescindibile per lo sviluppo ordinato del mercato; una corretta valorizzazione economica del servizio di dispacciamento dipende da un lato dalla corretta determinazione dell energia prelevata dal sistema e dai singoli utenti e dall altro da una valorizzazione degli sbilanciamenti trasparente e non discriminatoria; le modalità di gestione delle rettifiche dei dati di misura, di qualsiasi natura essi siano, devono assicurare entrambi i suddetti requisiti. Obiettivo specifico B Contenimento dell impatto economico ed amministrativo per gli utenti del dispacciamento: le rettifiche ai dati di misura hanno sia un impatto diretto sull utente del dispacciamento nel cui contratto di dispacciamento sono inclusi i punti oggetto di rettifica sia un impatto indiretto su altri utenti del dispacciamento per il tramite del prelievo residuo di area e del segno dello sbilanciamento aggregato zonale; le modalità di gestione delle rettifiche devono tenere conto di questa situazione. Obiettivo specifico C Semplificazione contabile ed amministrativa per Terna e le imprese distributrici nel trattamento delle rettifiche e nella determinazione delle partite economiche ad esse associate. 4 REGOLAZIONE VIGENTE 4.1 Dati di misura I dati di misura funzionali alla regolazione del servizio di dispacciamento si dividono in due categorie: dati di misura orari (immissioni sia su rete di trasmissione sia su rete di distribuzione, prelievi nei punti trattati orari e prelievo residuo di area); dati di misura non orari (prelievi nei punti non trattati orari). La tabella 1 riassume le modalità di trattamento dei suddetti dati previste dalla normativa vigente. 11

12 Tabella 1 Trattamento dei dati di misura nella normativa vigente Descrizione dato Procedura Scadenza per invio dati Riferimento normativo Immissioni impianti di produzione su RTN Settlement mensile 25 del mese successivo 3 111/06 Immissioni impianti di produzione su rete di distribuzione Settlement mensile 15 del mese successivo 111/06 Prelievo residuo di area (PRA) Settlement mensile 20 del mese successivo TILP Dati di prelievo orari Settlement mensile 20 del mese successivo 111/06 Dati di prelievo non orari mercato libero Conguaglio load profiling 10 maggio anno successivo TILP Dati di prelievo per fasce maggior tutela Conguaglio load profiling 25 aprile anno successivo TILP Per il servizio di maggior tutela rileva solo l energia prelevata dai punti di prelievo trattati per fasce, necessaria per la corretta attribuzione a ciascun mese 4 dell energia prelevata dai punti di prelievo trattati monorari sul mercato libero; l energia prelevata dagli altri punti di prelievo in maggior tutela non è utilizzata ai fini del dispacciamento in virtù del ruolo residuale attribuito all Acquirente Unico nell ambito della disciplina del load profiling. 4.2 Impatto dei dati di misura orari Ciascun dato di misura può avere un impatto diretto e un impatto indiretto sulle partite economiche relative al servizio di dispacciamento: gli impatti diretti riguardano l utente del dispacciamento nel cui contratto di dispacciamento è incluso il punto di immissione o prelievo oggetto di rettifica, mentre gli impatti indiretti coinvolgono altri utenti del dispacciamento. In aggiunta, ciascun dato di misura può rilevare o meno ai fini della determinazione dei corrispettivi unitari di dispacciamento e di altre grandezze rilevanti per il settlement del dispacciamento, in particolare:i prezzi di sbilanciamento effettivo sono correlati al segno dello sbilanciamento macrozonale e, quindi, dipendono indirettamente dai dati relativi all energia immessa e prelevata in ciascun punto di dispacciamento; 3 Termine entro cui deve essere determinata l energia immessa in ciascun punto di dispacciamento. 4 Determinata come differenza fra l energia non trattata oraria e l energia trattata per fasce. 12

13 i corrispettivi uplift (articolo 44 della deliberazione n. 111/06) e Uess (articolo 45 della deliberazione n. 111/06) sono invece inversamente proporzionali all energia elettrica prelevata; in particolare il prelievo residuo di area (di seguito: PRA) dipende dall ammontare complessivo delle immissioni e dei prelievi orari in ciascuna area di riferimento; il prezzo di conguaglio load profiling è influenzato dall andamento del prelievo residuo di area e dal valore dei corrispettivi unitari di dispacciamento. La tabella 2 riassume i vari impatti associati a ciascuna tipologia di dato di misura. Il segno dello sbilanciamento aggregato zonale non è impattato dai dati di misura relativi ai punti di immissione sulle reti di distribuzione e dai dati di misura relativi ai punti di prelievo trattati su base oraria poiché tali dati sono controbilanciati dal valore assunto dal PRA. 13

14 Tabella 2 Impatti diretti e indiretti di ciascun dato di misura Descrizione dato Titolare partita direttamente impattata Titolare indirettamente impattate partite Impatto sui corrispettivi unitari di sbilanciamento Impatto su uplift e Uess Impatto sul PRA Impatto su prezzo di conguaglio load profiling Immissioni impianti di produzione su RTN UdD titolare impianto UdD titolari punti di prelievo SI SI NO SI Immissioni impianti di produzione su rete di distribuzione UdD titolare impianto UdD titolari punti di prelievo NO SI SI SI Prelievi da RTN / UdD titolari punti di prelievo SI SI SI SI Scambi fra reti di distribuzione / UdD titolari punti di prelievo SI * SI SI SI Dati di prelievo orari UdD titolare punto di prelievo UdD titolari punti di prelievo NO SI SI SI Dati di prelievo non orari mercato libero UdD titolare punto e AU / / / / / Dati di prelievo per fasce maggior tutela / UdD titolari punti di prelievo trattati monorari / / / / 14

15 5 LINEE DI INTERVENTO: CRITERI GENERALI Le rettifiche ai dati di misura sono state classificate in due macroinsiemi, sulla base delle tempistiche di notifica a Terna: rettifiche di settlement che includono le rettifiche ai dati di misura orari inviate prima dell espletamento del conguaglio load profiling; rettifiche tardive che includono le rettifiche ai dati di misura orari e non orari pervenute successivamente all espletamento del conguaglio load profiling. L applicazione dell analisi di impatto regolatorio è stata condotta per alcuni aspetti specifici che potessero efficacemente sintetizzare le principali problematiche che l intervento regolatorio si prefigge di risolvere. L ambito dall avvio di procedimento della deliberazione ARG/elt 5/09 prevedeva lo studio di una normativa per le rettifiche tardive ovvero per quelle rettifiche pervenute successivamente ai termini di comunicazione per il conguaglio load profiling. L allargamento dell ambito del provvedimento anche alle rettifiche di settlement ha fatto ritenere più opportuno sottoporre ad AIR questo neo-introdotto tema, in considerazione del fatto che tale trattazione comporta la maggior innovazione regolatoria e che la trattazione delle rettifiche tardive, propriamente dette, ha elementi comuni e al contempo costituisce una versione più semplificata delle rettifiche di settlement. Precisamente l AIR è stata applicata altema delle: modalità per la determinazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement Tutti gli altri aspetti inerenti il provvedimento sono stati sottoposti a consultazione, unitamente ad alcuni orientamenti in materia di revisione dell aggregazione delle misure e di revisione delle modalità di determinazione del segno dello sbilanciamento aggregato zonale. L organizzazione dei seguenti capitoli riflette l impostazione sopra riportata: per ciascun macroinsieme di rettifiche sono suddivisi i temi sottoposti a consultazioni dai temi sottoposti all analisi di impatto regolatorio. 6 SEGNO DELLO SBILANCIAMENTO AGGREGATO ZONALE Proposte di intervento Secondo la disciplinaa vigente, i prezzi di sbilanciamento sono direttamente correlati al segno dello sbilanciamento aggregato zonale, il quale, in ciascuna macrozona, dipende direttamente dagli sbilanciamenti effettivi di ciascun punto di dispacciamento localizzato nella medesima macrozona. 15

16 Eventuali rettifiche ai dati di misura, comportando modifiche allo sbilanciamento effettivo dei punti di dispacciamento 5, hanno influenza sullo sbilanciamento aggregato zonale, modificandone potenzialmente il segno e, conseguentemente, i prezzi di sbilanciamento. La situazione sopra descritta, oltre a rivelarsi particolarmente complessa dal punto di vista amministrativo e contabile 6, ingenera una rilevante incertezza dal punto di vista della posizione economica degli utenti del Dispacciamento rispetto al servizio di dispacciamento che potrebbe quindi modificarsi anche in momenti lontani rispetto al momento del flusso di energia prelevato. Al fine di introdurre una semplificazione amministrativa che permetta a Terna, nel rispetto della corretta interpretazione della realtà fisica dello sbilanciamento zonale, di determinare i prezzidi sbilanciamento prima della conclusione del settlement mensile e allo stesso tempo renda i medesimi non soggetti ad eventuali revisioni in seguito a rettifiche tardive dei dati di misura, l Autorità ha ritenuto opportuno proporre di correlare lo sbilanciamento aggregato zonale alle sole azioni operate da Terna sul mercato per il servizio di dispacciamento, distinte per ciascuna macrozona e periodo rilevante. In questo modo, rendendo di fatto indipendente la determinazione del segno dello sbilanciamento aggregato zonale dai dati di misura, sarebbe possibile fissare, anche attraverso la pubblicazione sul sito internet di Terna, i valori dei prezzi di sbilanciamento ben prima della conclusione del settlement mensile, neutralizzando al contempo l effetto di eventuali rettifiche ai dati di misura sulla determinazione dei medesimi prezzi Risultati della prima consultazione La maggioranza degli operatori si è dichiarata favorevole alla revisione delle modalità di determinazione dello sbilanciamento aggregato zonale, come proposto dall Autorità; un solo operatore si è dichiarato contrario a questa soluzione. Qualche operatore ha segnalato altresì come il calcolo dello sbilanciamento aggregato zonale basato sulle sole azioni di Terna sul mercato per il servizio di dispacciamento possa comportare delle distorsioni sul segno di tale sbilanciamento in presenza di azioni attivate da Terna medesima in una macrozona per compensare sbilanciamenti occorsi in altre macrozone. La maggioranza degli operatori, infine, ha richiesto la pubblicazione del segno dello sbilanciamento aggregato zonale in tempi rapidi rispetto alla chiusura del mercato per il servizio di dispacciamento Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione L Autorità, nella seconda consultazione, ha confermato il proprio orientamento in materia di revisione delle modalità di determinazione dello sbilanciamento aggregato zonale, illustrando nel dettaglio la nuova procedura di calcolo: lo sbilanciamento 5 Ovvero al saldo, in ciascuna ora, fra il programma di prelievo di energia e l'energia effettivamente prelevata che risulta dai dati di misura 6 A fronte di una qualsivoglia rettifica ai dati di misura, Terna è chiamata a ricalcolare lo sbilanciamento aggregato zonale e, potenzialmente, a modificare il prezzo di sbilanciamento con conseguente ricalcolo dei relativi corrispettivi. 16

17 aggregato zonale risulta pari alla somma cambiata di segno delle offerte a salire e a scendere complessivamente accettate da Terna sul mercato per il servizio di dispacciamento, sia nella fase ex-ante sia in tempo reale. Il valore dello sbilanciamento aggregato zonale che risulta dalla nuova metodologia è pari a quello calcolato secondo la normativa precedente, a meno dei contributi a salire e a scendere associati alla copertura del delta perdite 7 sulla rete di trasmissione e all attivazione di risorse in una macrozona per coprire deficit di produzione o carico occorsi in altre macrozone. L effetto complessivo dei suddetti contributi è, tuttavia, limitato. L utilizzo delle offerte accettate su MSD per la valutazione dello sbilanciamento aggregato zonale, pertanto, pur non addivenendone ad una valorizzazione corretta per effetto della compensazione dovuta al delta perdite e per effetto di un mutuo soccorso fra macrozone differenti ai fini delle risorse di dispacciamento, permette comunque di determinarne il segno in modo indipendente dai dati di misura. Ne consegue che il segno dello sbilanciamento aggregato zonale e, conseguentemente, i prezzi di sbilanciamento possono essere determinati e pubblicati sul sito internet di Terna con anticipo rispetto alla conclusione del settlement mensile (contestualmente alla comunicazione dell esito di MSD agli operatori), il che sterilizza al contempo l effetto di eventuali rettifiche dei dati di misura sulla determinazione dei medesimi corrispettivi Risultati della seconda consultazione La modalità proposta dall Autorità ha riscosso un generale consenso; diversi operatori hanno auspicato, tuttavia, che la nuova modalità sia accompagnata da un opportuno periodo di sperimentazione in cui le informazioni sul segno determinato con le offerte accettate da Terna sul mercato per il servizio di dispacciamento si aggiungano alle informazioni sul segno determinato in base alla normativa vigente. Terna ha infine sottolineato come l implementazione del nuovo meccanismo richieda sei mesi, inclusivi del periodo di sperimentazione Decisioni finali dell Autorità L Autorità, in base alle osservazioni pervenute dagli operatori, con la deliberazione ARG/elt 84/09 ha adottato, con decorrenza 1 gennaio 2010, la nuova modalità di determinazione dello sbilanciamento aggregato zonale illustrata nel dettaglio nella seconda consultazione, prevedendo, altresì, un periodo di sperimentazione entro la fine dell anno 2009 della durata di almeno 60 giorni durante il quale vengano effettuate delle prove di implementazione della nuova metodologia di calcolo dello sbilanciamento aggregato zonale con contestuale pubblicazione dei valori ottenuti con quelli risultanti dall adozione della normativa attualmente vigente. 7 Con delta perdite si intende la differenza fra le perdite effettive e quelle standard. 17

18 7 RETTIFICHE DI SETTLEMENT 7.1 Scadenza di invio dei dati, determinazione e liquidazione delle relative partite economiche Proposte di intervento Le rettifiche di settlement sono rettifiche ai dati di misura orari pervenute in tempo utile per essere considerate ai fini della determinazione delle partite economiche di conguaglio load profiling (si deve tener conto che tali rettifiche incidono sui valori di PRA dai quali, nella normativa vigente, dipende il prezzo di conguaglio load profiling). Dal momento che, ai sensi del TILP, la scadenza ultima per l invio dei dati di misura relativi ai punti di prelievo non trattati orari, necessari per il conguaglio load profiling, è il 10 maggio dell anno successivo a quello di competenza, le rettifiche ai dati di misura orari, per essere considerate rettifiche di settlement, devono essere inviate almeno entro la suddetta data. L Autorità ha tuttavia suggerito di anticipare la scadenza ultima per l invio delle rettifiche di settlement al 20 marzo dell anno successivo a quello di competenza, anche al fine di permettere a Terna di trattare tali rettifiche prima della fase di conguaglio load profiling. Nel contempo, nell ottica di una semplificazione contabile ed amministrativa, è stato altresì ipotizzato di determinare le partite economiche insorgenti dalle rettifiche di settlement in un unica sessione su base annuale, con fatturazione contestuale al conguaglio load profiling; un eventuale liquidazione anticipata è stata prospettata possibile su richiesta dell utente del dispacciamento a seguito di rettifiche particolarmente rilevanti Risultati della prima consultazione A fronte di una generale condivisione del termine ultimo del 20 marzo per l invio delle rettifiche di settlement, la scelta di una unica liquidazione annuale delle partite economiche è stata accolta positivamente solamente da alcuni operatori, mentre altri hanno manifestato preferenza per sessioni di liquidazione su base semestrale o trimestrale al fine di contenere il clima di incertezza che la presenza delle rettifiche ingenera; infine un operatore ha suggerito l attuazione di sessioni bimestrali da attivare da parte di Terna a fronte del riscontro di anomalie nei dati alla base del processo di settlement mensile. Gli operatori si sono dimostrati, inoltre, favorevoli alla possibilità per un singolo utente del dispacciamento di richiedere la liquidazione anticipata delle partite economiche a seguito di rettifiche particolarmente rilevanti; Terna, al riguardo, chiede l applicazione di un concetto di reciprocità che preveda per la medesima società la possibilità di richiedere il pagamento anticipato delle partite economiche insorgenti da rettifica dei dati di misura, qualora tali rettifiche superino il 30% dell energia in acconto o comportino una partita economica superiore a 1 M Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione 18

19 L Autorità ha accolto le osservazioni pervenute dagli operatori sul numero di sessioni relative alle rettifiche di settlement prevedendo una cadenza semestrale per la determinazione delle partite economiche insorgenti dalle rettifiche di settlement: pertanto sono state introdotte la sessione SEM1, relativa ai dati del primo semestre e la sessione SEM2, relativa ai dati dell intero anno (coincidente con il conguaglio load profiling). La liquidazione delle partite è unica su base annuale, contestuale al conguaglio load profiling: le partite economiche determinate nella sessione SEM1 concorrono alla determinazione dell esposizione debitoria/creditoria dell utente del dispacciamento nell ambito del sistema di garanzie previsto da Terna. Rimane comunque la possibilità della liquidazione anche nella sessione SEM1 su richiesta dell utente del dispacciamento in presenza di rettifiche rilevanti. Nella seconda consultazione sono stati infine definiti gli obblighi informativi relativi al trattamento delle rettifiche: le imprese distributrici inviano le rettifiche entro il 20 ottobre dell anno di competenza per la sessione SEM1 e entro il 20 aprile dell anno successivo a quello di competenza per la sessione SEM2. Quest ultima data è stata altresì assunta come data ultima per l invio delle rettifiche di settlement Risultati della seconda consultazione Gli operatori hanno manifestato un ampio consenso sulle due sessioni previste dall Autorità per la determinazione delle partite economiche insorgenti dalle rettifiche di settlement. Solamente Terna ha ravvisato alcune criticità di carattere amministrativo e contabile: in particolare l utilizzo del sistema di garanzie per il monitoraggio dell esposizione debitoria/creditoria di ciascun utente del dispacciamento con riferimento alle rettifiche di settlement di cui alla sessione SEM1 appare di non facile attuazione; in un ottica di semplificazione amministrativa risulterebbe più opportuno procedere alla fatturazione delle partite economiche anche nella sessione SEM1. Nessuna osservazione è, invece, pervenuta sugli obblighi informativi Decisioni finali dell Autorità L Autorità conferma le due sessioni semestrali per il trattamento delle rettifiche di settlement, rispettivamente sessione SEM1 e sessione SEM2: in un ottica di semplificazione contabile ed amministrativa, come altresì raccomandato da Terna, per entrambe è prevista la fatturazione e la liquidazione delle relative partite economiche senza coinvolgere il sistema delle garanzie. Ulteriori approfondimenti sugli obblighi informativi hanno portato ad una generale revisione delle tempistiche relative all invio delle rettifiche: per la sessione SEM1 il termine ultimo è fissato al 20 novembre dell anno di competenza; per la sessione SEM2 esso è fissato al 20 maggio dell anno successivo a quello di competenza, con contemporaneo allineamento a tale data anche della scadenza ultima relativa all invio dei dati inerenti il conguaglio load profiling 8. Il 20 maggio diventa, inoltre, la scadenza ultima dopo la quale tutte le rettifiche vengono considerate rettifiche tardive. 8 Nel TILP tale data era fissata al 10 maggio. 19

20 7.2 Modalità per la determinazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement Linea di intervento Le rettifiche di settlement, riguardando esclusivamente i dati di misura orari, ingenerano partite economiche associate ai corrispettivi di dispacciamento di cui alla regolazione mensile del servizio di dispacciamento. A tale scopo, l Autorità, inizialmente con riferimento ai soli punti di prelievo 9, ha individuato quattro differenti opzioni per la determinazione delle suddette partite economiche: oltre ad una opzione 0, che prevede di adottare interamente, anche in caso di rettifiche, le disposizioni della deliberazione n. 111/06 previste per la normale operatività del sistema, sono state considerate altre tre ipotesi caratterizzate da differenti livelli di approssimazione e semplificazione. Più nel dettaglio tutte le soluzioni prevedono la determinazione esatta delle partite economiche direttamente impattate dalle rettifiche 10, mentre le approssimazioni e le semplificazioni riguardano esclusivamente gli impatti indiretti i quali costituiscono gli elementi portatori di maggior aggravio contabile ed amministrativo, nonché gli elementi di maggiore rilevanza economica per gli utenti del dispacciamento. Infine, in ognuna delle opzioni, inclusa l opzione 0, è prevista l applicazione della nuova procedura di determinazione dello sbilanciamento aggregato zonale basata sulle azioni operate da Terna sul mercato per il servizio di dispacciamento. Di conseguenza nessuna delle opzioni tiene conto dell impatto indiretto sul segno dello sbilanciamento aggregato zonale, in quanto tale segno, e i prezzi di sbilanciamento da esso discendenti, sono individuati da Terna basandosi esclusivamente sulle risorse attivate nel mercato per il servizio di dispacciamento, rimanendo, quindi, invariati anche in presenza di rettifiche ai dati di misura Le Opzioni Le opzioni individuate sono: Opzione 0 Settlement completo adottando le disposizioni della deliberazione n. 111/06 Terna determina tutte le partite economiche per ciascuno dei mesi dell anno precedente, tenendo conto delle rettifiche dei dati di misura allo stesso modo in cui avrebbe proceduto se i dati fossero pervenuti nei termini previsti dalla deliberazione n. 111/06. Opzione 1 Applicazione delle previsioni della deliberazione n. 111/06, senza rideterminazione di uplift e Uess Come l opzione 0, senza tuttavia procedere alla rideterminazione del valore dei corrispettivi di dispacciamento unitari 11 che restano pertanto immutati al valore 9 L estensione ai punti di immissione è avvenuta solamente in sede di secondo documenti per la consultazione, su sollecito di diversi operatori. 10 Al riguardo si confronti la tabella 2 che riporta gli impatti diretti e indiretti per ciascuna tipologia di dato di misura. 11 anche quelli la cui determinazione dipende dai valoriassunti dall'energia prelevata che vengono modificati dalle rettifiche 20

21 utilizzato per le fatturazioni mensile del servizio di dispacciamento. Tutti gli eventuali extra oneri (o extra guadagni) a carico di Terna sono considerati ai fini della prima successiva determinazione del valore unitario del corrispettivo uplift. Opzione 2 Rideterminazione dell energia elettrica prelevata dai punti di prelievo trattati orari senza riattribuire le rettifiche di PRA, ma con prezzo di conguaglio load profiling calcolato con nuovo PRA. Come l opzione 1, ma rettificando solamente i quantitativi di energia prelevata dai punti di prelievo trattati su base oraria. Le eventuali variazioni del PRA non sono considerate a livello mensile ma sono interamente attribuite all Acquirente Unico 12 in sede di conguaglio load profiling (e pertanto valorizzate al prezzo di conguaglio load profiling), Il prezzo di conguaglio viene, tuttavia, determinato utilizzando i valori del PRA rettificati. Opzione 3: Rideterminazione dell energia elettrica prelevata dai punti di prelievo trattati orari senza riattribuire le rettifiche di PRA, ma con prezzo di conguaglio load profiling calcolato con vecchio PRA. Come l opzione 2, ma il prezzo utilizzato per il conguaglio load profiling viene determinato sulla base dei valori non rettificati. Le opzioni sono riassunte nella tabella 3. Tabella 3 Opzioni per il trattamento delle rettifiche di settlement Opzione 0 Opzione 1 Opzione 2 Opzione 3 Ricalcolo energia prelevata oraria Si Si Si Si Ricalcolo corrispettivi uplift e Uess Si No No No Riattribuzione variazioni PRA per settlement ( a livello mensile) A tutti UdD A tutti UdD No No Prezzo di conguaglio load profiling Utilizzando PRA rettificato Utilizzando PRA rettificato Utilizzando PRA rettificato Utilizzando PRA non rettificato Recupero oneri Come 111/06 Uplift successivo Uplift successivo Uplift successivo Valutazione preliminare delle opzioni Obiettivo A La valorizzazione economica, ai fini del servizio di dispacciamento, dell energia prelevata dagli UdD (obiettivo A) dipende dalla corretta quantificazione dell energia 12 L Acquirente Unico ha un ruolo residuale in sede di load profiling. 21

22 prelevata e dalla valorizzazione stabilita per i corrispettivi di dispacciamento e per il prezzo di conguaglio load profiling. In generale tutte le opzioni, tranne l opzione 0, prevedono di non rideterminare i corrispettivi unitari di dispacciamento: esse pertanto non consentono di addivenire ad una piena correttezza delle partite economiche del servizio di dispacciamento. Per quanto attiene le partite fisiche, tutte le opzioni prevedono il ricalcolo dell energia prelevata dai punti di prelievo trattati su base oraria, con rideterminazione degli sbilanciamenti effettivi dei punti di dispacciamento in cui i suddetti punti di prelievo risultano inclusi. Per i punti di prelievo non trattati su base oraria la situazione è differente: lo sbilanciamento effettivo per tali punti è correlato non all energia effettivamente prelevata dagli stessi 13, bensì all andamento del PRA di ciascuna area di riferimento in raffronto alla previsione di questo operata dagli Utenti del disapcciamento. Le opzioni 2 e 3, non prevedendo alcuna correzione al valore del PRA a livello di settlement mensile non permettono, pertanto, di addivenire ad una corretta valorizzazione a livello sistemico degli sbilanciamenti effettivi dei punti di prelievo non trattati su base oraria. Infine occorre ulteriormente segnalare come l opzione 3, prevedendo la determinazione del prezzo di conguaglio load profiling sulla base del PRA non rettificato, non garantisca il trasferimento all utente del dispacciamento, e, conseguentemente al cliente finale, di un corretto.segnale di prezzo. ObiettivoB Ai fini dell impatto sui vari utenti del dispacciamento (obiettivo B), le opzioni 0 e 1 rappresentano le soluzioni più critiche in quanto, prevedendo entrambe l attribuzione delle rettifiche del PRA a tutti gli UdD (nonché il ricalcolo dell uplift e dell Uess per l opzione 0) impongono l emissione di una fattura di conguaglio per tutti gli utenti del dispacciamento, inclusi quelli indirettamente impattati dalle rettifiche. Le opzioni 2 e 3 invece, hanno un impatto esclusivamente sull Acquirente Unico 14 e sugli UdD titolari di partite direttamente coinvolte nelle rettifiche. In aggiunta le opzioni 0 e 1, modificando a posteriori l andamento del PRA a seguito di rettifiche ai dati di misura, generano potenziali effetti distorsivi nella valutazione degli sbilanciamenti effettivi per i punti di prelievo non trattati su base oraria: in particolare tale intervento comporta una variazione degli sbilanciamenti effettivi a carico degli utenti del dispacciamento al di fuori dal loro diretto controllo 15. In quest ottica risulta pertanto giustificabile l ipotesi di congelamento del valore di PRA determinato in sede di settlement mensile anche in presenza di rettifiche di dati di misura, senza pertanto modificare gli sbilanciamenti effettivi, come previsto nelle opzioni 2 e Tale valore è reso disponibile solamente in sede di conguaglio load profiling, 14 All Acquirente Unico è emessa una fattura relativa al settlement mensile nell opzione 2, mentre nella 3 tale fattura, relativa alle rettifiche di PRA, è attribuita in sede di conguaglio load profiling. 15 Si è implicitamente assunta l ipotesi che le rettifiche di PRA non siano in alcun modo prevedili dagli operatori, in quanto principalmente dovute ad errori sistematici che contraddistinguono sia il valore storico sia il valore attuale del PRA. 22

23 Inoltre l opzione 3, prevedendo la determinazione del prezzo di conguaglio load profiling in funzione del PRA non rettificato, assicura, rispetto all opzione 2, in sede di conguaglio load profiling, una valorizzazione dell energia elettrica prelevata analoga a quella effettuata in sede di settlement mensile, con ciò ulteriormente contenendo l impatto economico sugli utenti del dispacciamento che risulta limitato al solo rischio volume. Obiettivo C In termini di semplificazione contabile ed amministrativa (obiettivo C), l opzione 0 non è considerata percorribile in quanto richiederebbe la rideterminazione di tutti i corrispettivi di dispacciamento unitari; l opzione 1, pur se teoricamente praticabile, richiederebbe tuttavia attività contabili rilevanti per la riattribuzione del PRA a tutti gli utenti del dispacciamento. La tabella 4 riassume la valutazione delle opzioni sulla base di una scala qualitativa a 5 valori (basso, medio-basso, medio, medio-alto, alto): il giudizio basso corrisponde ad una valutazione pienamente negativa dell opzione in merito all obiettivo considerato, mentre il giudizio alto identifica una valutazione pienamente positiva. Tabella 4 Valutazione preliminare delle opzioni Opzione 0 Opzione 1 Opzione 2 Opzione 3 Obiettivo A Alto Medio-alto Medio Medio-basso Obiettivo B Basso Basso Medio Alto Obiettivo C Basso Medio-basso Alto Alto Risultati della prima consultazione Nelle risposte alla prima consultazione la maggior parte degli operatori si espressa favorevolmente per l opzione 3, ovvero sulla non rideterminazione dei corrispettivi unitari di dispacciamento, sulla non riattribuzione del PRA in sede di settlement mensile e sulla determinazione del prezzo di conguaglio load profiling sulla base del PRA non rettificato. Un solo operatore si è espresso, invece, in favore di una soluzione ibrida fra l opzione 1 e l opzione 2, caratterizzata dalla riattribuzione del PRA a seguito di rettifiche particolarmente rilevanti e dall utilizzo del PRA rettificato per la determinazione del prezzo di conguaglio load profiling. Infine diversi operatori hanno ravvisato l opportunità di estendere il trattamento delle rettifiche anche alle misure delle immissioni Proposte dell Autorità a seguito della prima consultazione. 23

24 Sulla base delle osservazioni pervenute in esito alla prima consultazione si è ritenuta preferibile l opzione 3, ovverosia la non riattribuzione del PRA nel settlement mensile e il congelamento di tutti i corrispettivi di dispacciamento unitari al valore applicato nell originaria procedura di settlement mensile, con contestuale determinazione del prezzo di conguaglio load profiling sulla base del PRA non rettificato. In particolare in sede di seconda consultazione l Autorità ha presentato nel dettaglio l articolazione dell opzione preferita e la sua applicazione nelle sessioni SEM1 (figura 1) e SEM2 (figura 2). Corrispettivi unitari di sbilanciamento effettivo Rideterm. sbilanciamenti x Conguaglio sbilanciamenti Rettifiche di dati orari + Conguaglio UdD Rideterm. energia prelevata Corrispettivi unitari di dispacciamento x Conguaglio dispacciamento Legenda Rettifiche dei dati di misura Corrispettivi congelati al valore assunto in origine Dati determinati in esito alla gestione delle rettifiche Figura 1 Determinazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement nella sessione SEM1 24

25 Rettifiche di dati orari Come sessione SEM1 PRA originario Prezzi conguaglio LP x Conguaglio LP AU Rettifiche di PRA Partita conguaglio AU rettifiche di PRA + Partita conguaglio AU Partita conguaglio AU a saldo altri UdD Figura 2 Determinazione delle partite economiche insorgenti da rettifiche di settlement nella sessione SEM2 Per semplicità amministrativa e contabile, le rettifiche di PRA, ancorché comunicate entro i termini previsti per la sessione SEM1, sono trattate esclusivamente nella sessione SEM2. L Acquirente Unico, pertanto, vede una partita economica relativa alla sessione SEM1 solamente in presenza di rettifiche ai dati di misura dei punti di prelievo trattati orari inclusi nel proprio contratto di dispacciamento. L Autorità, in sede di seconda consultazione, ha altresì dettagliato l impatto sugli utenti del dispacciamento degli errori di misura sistematici e accidentali che incidono sul valore assunto dal PRA in ciascuna area di riferimento e in ciascuna area. In particolare nel preferire un opzione che non modifichi il PRA originario e, conseguentemente, non alteri gli sbilanciamenti effettivi relativi ai punti di prelievo non trattati su base oraria, l Autorità ha inteso neutralizzare il rischio in cui incorrono gli utenti del dispacciamento nell operare le previsioni di PRA in presenza di errori sistematici. Se le rettifiche di PRA fossero, infatti, attribuite a tutti gli utenti del dispacciamento, la correzione di eventuali errori sistematici in sede di rettifica comporterebbe una variazione dello sbilanciamento effettivo degli utenti medesimi che risulterebbe indipendente dall effettiva capacità previsionale degli stessi 16. La non modifica del PRA originario risolve questa distorsione: lo sbilanciamento effettivo, non mutando rispetto al settlement, tiene conto esclusivamente della capacità di previsione degli utenti del dispacciamento, mentre le rettifiche di PRA dovute alla correzione degli errori sistematici vengono valorizzate a prezzo di conguaglio load profiling ed interamente attribuite all Acquirente Unico in virtù del ruolo residuale da questi rivestito nella metodologia di load profiling. Oltre che da errori sistematici, il valore del PRA può essere affetto anche da errori di carattere accidentale che, proprio per la loro natura casuale, non sono tenuti in considerazione ai fini dell attività previsionale del PRA effettuata dagli utenti del 16 Gli UdD prevedono il PRA affetto da errori sistematici, poiché tali sono i dati assunti come base di partenza; gli sbilanciamenti effettivi indotti da tali errori sistematici corretti in fase di rettifica non sono, pertanto, controllabili dagli UdD. 25